A ausência de um sistema de armazenamento de energia robusto e de resposta rápida revelou-se como uma das causas estruturais que limitam a capacidade do sistema elétrico ibérico de enfrentar perturbações súbitas. Esta situação reforça a urgência em integrar soluções como baterias de grande escala no planeamento e operação do sistema elétrico.

Num contexto de transição energética acelerada, com crescente integração de energia solar fotovoltaica e eólica, é importante reconhecer um fenómeno técnico muitas vezes ignorado fora dos círculos especializados: a perda de inércia no sistema elétrico. A inércia é a capacidade natural que o sistema tem de resistir a variações rápidas na frequência, funcionando como um efeito amortecedor, que evita colapsos instantâneos em caso de falha. Tradicionalmente, essa inércia é fornecida pelas grandes massas rotativas dos geradores síncronos, como as turbinas de centrais a carvão, gás ou hidroelétricas convencionais. Estas massas girantes reagem fisicamente a perturbações e ajudam a estabilizar a rede.

No entanto, as tecnologias renováveis mais recentes, como a fotovoltaica e a eólica, com conversores eletrónicos, não contribuem com inércia de forma natural, pois não possuem componentes rotativos ligados diretamente à rede. À medida que substituímos produção térmica por fontes renováveis baseadas em eletrónica de potência, perdemos essa inércia física, podendo tornar a rede mais vulnerável a flutuações bruscas e menos capaz de reagir automaticamente a falhas. Um desvio de frequência, que antes evoluía de forma lenta o suficiente para ser corrigido com meios convencionais, hoje pode acontecer de uma forma tão abrupta que facilmente ultrapassa os limites de segurança antes que os operadores possam reagir. Isto significa que um evento que antes poderia ser contido, hoje tem muito mais probabilidade de escalar para um apagão generalizado.

Baterias grid-forming e estabilidade do sistema elétrico

É precisamente neste ponto que o armazenamento e, em especial, as baterias, ganham relevância estratégica. Para além de armazenar e libertarem energia, as baterias mais avançadas estão agora a assumir um novo papel técnico: o de “formar” a rede. Estas baterias chamadas de grid-forming, ao contrário das tradicionais grid-following, não se limitam a seguir a frequência imposta pela rede, mas sim a estabelecer os parâmetros fundamentais da rede elétrica local, incluindo a frequência e a tensão, o que constitui um salto qualitativo. As baterias com capacidade grid-forming podem operar de forma autónoma ou em conjunto com outras unidades, criando “ilhas” de rede temporárias em caso de falha generalizada e reiniciando a rede após eventos de blackout, num processo conhecido como black start.

Mais ainda, estas baterias podem imitar com precisão o comportamento eletromecânico de geradores síncronos, fornecendo aquilo a que chamamos inércia sintética, mas de forma muito mais rápida e flexível. Enquanto um gerador rotativo demora segundos a reagir a uma perturbação, uma bateria grid-forming pode ajustar a sua resposta em milissegundos, com algoritmos de controlo digital que replicam e até superam a estabilidade que outrora era garantida pelas turbinas convencionais. Estamos a falar de uma nova geração de infraestrutura elétrica, onde o armazenamento não é um acessório, mas sim o núcleo que permite que todo o sistema continue a funcionar, mesmo quando a geração renovável domina a matriz e a produção síncrona é residual ou inexistente.

O exemplo do Reino Unido

Este tipo de baterias está já a ser implementado em várias redes avançadas, como a do Reino Unido. A sua introdução exige que os operadores de rede atualizem os modelos de planeamento e operação, criando regras técnicas e mercados que reconheçam e valorizem esta nova capacidade. No entanto, quando bem integradas, estas baterias permitem não só compensar a perda de inércia, como construir uma rede mais estável, mais flexível e muito mais resiliente a choques e falhas.

Apesar da Península Ibérica estar geograficamente ligada ao continente europeu, o sistema elétrico da região apresenta características muito semelhantes às de um sistema insular. A limitada capacidade de interligação com a rede europeia, em particular com França, torna o sistema relativamente isolado em momentos de stress. Esta condição assemelha-se à de outras ilhas energéticas como a Irlanda, que há anos reconhecem a necessidade de incorporar armazenamento para garantir estabilidade. A lição é clara: se o sistema se comporta como uma ilha, deve ser tratado como tal, em termos de resiliência e capacidade de resposta.

O exemplo do Reino Unido é particularmente revelador. Após o apagão de agosto de 2019, causado por uma conjugação de falhas técnicas e rápidas variações de frequência que resultaram numa perda súbita de geração e consequente desvio de frequência [1], o operador britânico adotou uma estratégia para reforçar a estabilidade da rede. Foram criados novos serviços de resposta rápida à frequência (Dynamic Frequency Response) e foram reformulados os mercados de serviços de sistema para incluir explicitamente a participação de baterias e outras tecnologias de resposta imediata. Esta reforma permitiu que, em poucos anos, o Reino Unido se tornasse uma das referências europeias em capacidade de armazenamento, atingindo os 5 GW de capacidade instalada e um pipeline que pode atingir os 20 GW em 2028 [2].

Ariana Figueiredo Martins e Tiago Rodrigues
Future Energy Leaders Portugal
Associação Portuguesa da Energia

Para ler o artigo completo faça a subscrição da revista e obtenha gratuitamente o link de download da “renováveis magazine” nº62. Pode também solicitar apenas este artigo através do email: a.pereira@cie-comunicacao.pt

Outros artigos relacionados

• Reportagem “Solar Week 2025: Bet Solar – o desafio do armazenamento de energia” da edição 61 da Renováveis Magazine;
• Artigo “Armazenamento de energia” da edição 54 da Renováveis Magazine;
• Artigo “Armazenamento de energia: a trajetória de implementação europeia e as ambições nacionais” da edição 54 da Renováveis Magazine;
• Dossier “Integração de energias renováveis e armazenamento de energia” da edição 31 da Renováveis Magazine;
• Artigo “Bolama, o regresso da energia elétrica” da edição 55 da Renováveis Magazine;